RU2366797C1 - Method of pressure testing of well head accessory in well - Google Patents
Method of pressure testing of well head accessory in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2366797C1 RU2366797C1 RU2008142183/03A RU2008142183A RU2366797C1 RU 2366797 C1 RU2366797 C1 RU 2366797C1 RU 2008142183/03 A RU2008142183/03 A RU 2008142183/03A RU 2008142183 A RU2008142183 A RU 2008142183A RU 2366797 C1 RU2366797 C1 RU 2366797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- wellhead
- pressure
- support pipe
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке устьевой арматуры на скважине.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in pressure testing of wellhead valves in the well.
Известен способ опрессовки фонтанной "елки" устьевого оборудования эксплуатационной скважины. Устанавливают пакер в канале головки насосно-компрессорной трубы без глушения скважины с применением устройства для опрессовки, которое состоит из корпуса с гайкой, винта со штоком, пакера, подсоединенного к штоку винта, штанги, подсоединенной к пакеру, поддона и штурвала. Осевое перемещение пакера по каналам стволовых задвижек фонтанной "елки" осуществляют вращением гайки корпуса штурвалом устройства и герметизацию канала головки насосно-компрессорной трубы, размещенной в адаптере трубной головки, производят осевым сжатием тела уплотнительного элемента пакера, осуществляемым вращением винта пакера, при этом винт пакера снабжен прямоугольным выступом для передачи крутящего момента при вращении штанги, размещенной внутри винта со штоком и охватывающей прямоугольный выступ винта пакера, а контроль за положением пакера при его осевом перемещении по каналам стволовых задвижек осуществляют с помощью указателя положения пакера, устанавливаемого на торец гайки, закрепленной на торце винта со штоком. Прием опрессовочной жидкости и передачу ее через отверстия корпуса в каналы задвижек фонтанной елки осуществляют через поддон, охватывающий корпус устройства и размещенный ниже входных отверстий (Патент РФ № 2236552, опубл. 2004.09.20).A known method of crimping a fountain "Christmas tree" wellhead equipment production wells. Install the packer in the channel of the head of the tubing without killing the well using a crimping device, which consists of a housing with a nut, a screw with a rod, a packer connected to a screw rod, a rod connected to the packer, a pallet and a helm. The axial movement of the packer along the channels of the stem valves of the fountain Christmas tree is carried out by rotating the housing nut with the control wheel of the device and the head channel of the tubing placed in the adapter of the pipe head is sealed by axial compression of the body of the packer sealing element by rotation of the packer screw, while the packer screw is equipped with rectangular protrusion for transmitting torque during rotation of the rod located inside the screw with the rod and covering the rectangular protrusion of the packer screw, and control the position of the packer during its axial movement along the channels of the stem gate valves is carried out using an indicator of the position of the packer mounted on the end face of the nut fixed to the end of the screw with the rod. The reception of the pressure fluid and its transmission through the openings of the housing into the channels of the gates of the Christmas tree is carried out through a pallet covering the housing of the device and located below the inlet openings (RF Patent No. 2236552, publ. 2004.09.20).
Известный способ не описывает режимов опрессовки с применением описанного оборудования.The known method does not describe the crimping modes using the described equipment.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является пакер устьевой, предназначенный для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием. В пакере устьевом, состоящем из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины. Манжеты разделены шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет. Шайба имеет каналы подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю. Для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами служит распорная втулка. Верхний упор-стабилизатор имеет каналы подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты. Хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик, в кольцевой проточке корпуса. Способ опрессовки устьевой арматуры выполняют следующим образом. Пакер спускают на бурильных трубах. Создают давление в затрубном пространстве. Пакер герметизирует зону опрессовки. После прекращения подачи опрессовочной жидкости манжеты принимают первоначальную форму (Патент РФ № 2152506, опубл. 2000.07.10 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is the wellhead packer, designed to check the tightness of the mouth section of the casing together with blowout equipment. In the wellhead packer, consisting of a body, a seal assembly and a liner, the seal assembly is made of two radial cuffs with collars and gentle outer chamfers for introducing the packer into the wellhead. The cuffs are separated by a washer with bevels geometrically corresponding to the surface of the cuff collars. The washer has fluid supply channels from the upper cuff to the lower. To limit the degree of compression of the cuffs, the spacer sleeve serves as stabilizer stops. The upper stop-stabilizer has channels for supplying fluid from the annulus to the cavity of the upper cuff. The shank is provided with an annular row of threaded radial through holes for installing retaining screws fixing the shank in the annular groove of the housing. The method of crimping wellhead valves is as follows. The packer is lowered on the drill pipe. Create pressure in the annulus. The packer seals the crimping area. After stopping the flow of the crimping fluid, the cuffs take their original form (RF Patent No. 2152506, publ. 2000.07.10 - prototype).
Известный способ не описывает условий проведения опрессовки, однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры.The known method does not describe the conditions for crimping, however, the crimping modes are decisive when making a conclusion about the tightness of wellhead valves.
В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине.The proposed method solves the problem of ensuring the reliability of pressure testing of wellhead valves in the well.
Задача решается тем, что в способе опрессовки устьевой арматуры на скважине, включающем спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, согласно изобретению спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.The problem is solved in that in the method of crimping wellhead fittings in the well, including lowering the packer with the drive on the support pipe into the well, setting the packer and creating pressure, according to the invention, lowering the packer with the drive on the support pipe is carried out at a speed of not more than 1 m / s, the well the packer is filled with liquid above the packer, the support pipe is sealed at the wellhead, test pressure is created inside the wellhead with a pressure rise rate of 0.3-0.5 MPa / s, technological exposure is carried out for at least 30 minutes, pressure change is evaluated, make a conclusion about the tightness or leaks of the wellhead fittings, depressurize the wellhead with a speed of not more than 1 MPa / s, unpack the packer, drain the liquid above the packer into the well, remove the packer with the drive and support pipe from the well with a speed of not more than 1 m / s .
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину;1. descent of the packer with the drive on the support pipe into the well;
2. постановку пакера;2. setting the packer;
3. создание давления;3. creating pressure;
4. спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с;4. descent of the packer with the drive on the support pipe at a speed of not more than 1 m / s;
5. заполнение скважины выше пакера жидкостью;5. filling the well above the packer with liquid;
6. герметизация на устье скважины опорной трубы;6. sealing at the wellhead of the support pipe;
7. создание внутри устьевой арматуры давления испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с;7. creation of test pressure inside the wellhead reinforcement with a pressure rise rate of 0.3-0.5 MPa / s;
8. проведение технологической выдержки не менее 30 минут;8. holding technological exposure for at least 30 minutes;
9. оценка изменения давления;9. assessment of pressure changes;
10. заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры;10. conclusion on the tightness or leaks of wellhead valves;
11. сброс давления в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с;11. pressure relief in wellhead valves at a rate of not more than 1 MPa / s;
12. распакеровка пакера;12. unpacking the packer;
13. слив жидкости над пакером в скважину;13. draining fluid above the packer into the well;
14. удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.14. Removing the packer with the drive and the support pipe from the well at a speed of not more than 1 m / s.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-14 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Устьевая арматура после монтажа на скважине должна быть опрессована на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Существующие технические решения по опрессовке устьевой арматуры решают вопрос только с точки зрения оборудования без описания режимов опрессовки. Однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры, т.е. достоверности опрессовки. В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине. Задача решается следующим образом.Wellhead fittings after installation in the well should be pressure tested for maximum working pressure in the production casing. Existing technical solutions for pressure testing of wellhead valves solve the problem only from the point of view of equipment without a description of pressure testing modes. However, the crimping modes are decisive when making a conclusion about the tightness of wellhead valves, i.e. reliability of crimping. The proposed method solves the problem of ensuring the reliability of pressure testing of wellhead valves in the well. The problem is solved as follows.
При работах по опрессовке устьевой арматуры проводят спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.During pressure testing of wellhead fittings, the packer is driven with the drive on the support pipe at a speed of not more than 1 m / s, the well above the packer is filled with liquid, the support pipe is sealed at the wellhead, test pressure is created inside the wellhead with a pressure rise rate of 0.3- 0.5 MPa / s, carry out technological exposure for at least 30 minutes, evaluate the pressure change, make a conclusion about the tightness or leaks of the wellhead valves, release pressure in the wellheads with a speed of not more than 1 MPa / s, unpack they pack the packer, drain the liquid above the packer into the well, remove the packer with the drive and the support pipe from the well at a speed of not more than 1 m / s.
Указанные конкретные цифровые значения подобраны экспериментально как наилучшие для решения поставленной задачи. При этом отсутствуют сбои и обеспечивается наибольшая достоверность опрессовки устьевой арматуры.These specific digital values are selected experimentally as the best for solving the task. At the same time, there are no failures and the greatest reliability of pressure testing of wellhead valves is ensured.
При проведении конкретных работ на обсадной колонне монтируют устьевую арматуру, например превентор, задвижки, манометры, обвязку из труб и т.п. В скважину опускают устройство для опрессовки устьевой арматуры, представленное на фиг.1 и 2.When carrying out specific work, wellhead fittings are mounted on the casing, for example, a preventer, valves, manometers, piping, etc. A device for crimping wellhead fittings shown in FIGS. 1 and 2 is lowered into the well.
На фиг.1 показано устройство для опрессовки устьевой арматуры на скважине, условно состоящее из устройства для пакеровки и устройства для опрессовки.Figure 1 shows a device for crimping wellhead fittings in a well, conventionally consisting of a device for packing and a device for crimping.
Устройство для пакеровки состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. На опорную трубу 1 надета опорная тарелка 3, резиновые манжеты 4 и 5, шайба 6, зажимная тарелка 7 и толкатель 8 (см. сечение А-А на фиг.2), проходящий через паз 2 и центрирующийся в зажимной тарелке 7. Опорная труба 1 заглушена заглушкой 9, которая также служит опорой для опорной тарелки 3. В верхней части опорной трубы 1 имеется отверстие 10 для удаления остаточного воздуха в арматуре. С верху толкателя 8 в опорной трубе 1 установлен шток 11, служащий каналом передачи усилия от болта 12 толкателю 8. Гайка 13 соединена с опорной трубой 1 планшайбой 14, испытываемой устьевой арматуры.The packing device consists of a
Для опрессовки используют пакерующее устройство 15, колонную головку 16 с планшайбой 14, колонный патрубок 17, соединенный с одной стороны с колонной головкой 16 муфтой 18, а с другой стороны, с обсадной колонной скважины 19 муфтой 20. Патрубки 21 колонной головки 16 подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата (не показан).For crimping, use a
Пакерующее устройство 15, навинченное на планшайбу 14, опускают со скоростью не более 1 м/с через колонную головку 16 и колонный патрубок 17 в обсадную колонну 19 так, чтобы резиновые манжеты 4 и 5 находились ниже соединения обсадной колонны 19 с колонным патрубком 17, а планшайба 14 упиралась на верхнюю плоскость колонной головки 16. После чего планшайбу 14 закрепляют на колонной головке 16 при помощи шпилек 22. Шпильки 22 не затягивают. После этого затягивают болт 12 с крутящим моментом 200 Н·м по часовой стрелке. Возникшее осевое усилие через шток 11, толкатель 8 и зажимную тарелку 7 прижимает резиновые манжеты 5 и 4 к опорной тарелке 3. Манжеты 5 и 4, в свою очередь, упруго деформируясь, прижимаются к стенке обсадной колонны 20, изолируя нижнюю часть обсадной колонны 19. Отсеченную полость выше манжет 4 и 5 через нагнетательную линию заполняют технологической жидкостью и, после чего, шпильками 22 притягивают планшайбу 14 к колонной головке 16. Таким образом исключается воздушная подушка внутри камеры во время заполнения жидкостью, тем самым, создавая закрытую камеру внутри колонного патрубка 17 и колонной головки 16. Через нагнетательную линию насосного агрегата создают требуемое опрессовочное давление. Скорость подъема давления составляет 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку не менее 30 минут. Оценивают изменение давления. Устьевое оборудование считается герметичным, если падение давления не превысило 5%. Делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры. Сбрасывают давление со скоростью не более 1 МПа/с по нагнетательной линии. Распакеровывают пакерующее устройство путем поворота болта 12 против часовой стрелки, сливают технологическую жидкость в обсадную колонну 19, отворачивают шпильки 22 и извлекают пакерующее устройство 15 вместе с планшайбой 14 из скважины со скоростью не более 1 м/с.The
В результате удается определить со 100%-ной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.As a result, it is possible to determine the tightness of wellhead valves in the well with 100% certainty.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют опрессовку устьевой арматуры на нефтедобывающей скважине. Скважина имеет обсадную колонну диаметром 146 мм. На скважине монтируют устройство для опрессовки превентора согласно фиг.1 и 2.Pressure testing of wellhead valves is carried out in an oil well. The well has a casing with a diameter of 146 mm. A device for crimping the preventer according to FIGS. 1 and 2 is mounted on the well.
Производят спуск пакерующего устройства 15 с приводом на опорной трубе 1 со скоростью 0,9 м/с. Скважину выше манжет 4 и 5 заполняют водой, герметизируют на устье скважины опорную трубу 1, внутри устьевой арматуры через патрубки 21 создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,4 МПа/с, проводят технологическую выдержку в течение 30 минут, определяют, что давление не изменилось, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью 0,9 МПа/с, распакеровывают пакерующее устройство 15, сливают воду над пакером в обсадную колонну 19, удаляют пакерующее устройство 15 с приводом и опорной трубой 1 из скважины со скоростью не более 0,9 м/с.Make the descent of the
В результате удается определить с полной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.As a result, it is possible to determine with complete accuracy the tightness of the wellhead reinforcement in the well.
Применение предложенного способа позволит повысить достоверность определения герметичности устьевой арматуры при опрессовке.The application of the proposed method will improve the reliability of determining the tightness of wellhead valves during crimping.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008142183/03A RU2366797C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of pressure testing of well head accessory in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008142183/03A RU2366797C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of pressure testing of well head accessory in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2366797C1 true RU2366797C1 (en) | 2009-09-10 |
Family
ID=41166605
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008142183/03A RU2366797C1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Method of pressure testing of well head accessory in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2366797C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2534690C1 (en) * | 2013-09-23 | 2014-12-10 | Ильдар Анварович Хасаншин | Universal wellhead packer |
RU2679004C1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for hydraulic testing the preventer in well |
RU2680618C1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer on the well hydraulic testing device |
RU2761909C1 (en) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for pressure testing of operational casing column of idle well |
-
2008
- 2008-10-24 RU RU2008142183/03A patent/RU2366797C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2534690C1 (en) * | 2013-09-23 | 2014-12-10 | Ильдар Анварович Хасаншин | Universal wellhead packer |
RU2679004C1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-02-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for hydraulic testing the preventer in well |
RU2680618C1 (en) * | 2018-04-27 | 2019-02-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Preventer on the well hydraulic testing device |
RU2761909C1 (en) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for pressure testing of operational casing column of idle well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN203050598U (en) | On-line pressure sealing composite structure of suspension body of casing head | |
US20090250226A1 (en) | Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc | |
US3165919A (en) | Method and apparatus for testing well pipe such as casing or flow tubing | |
RU2366797C1 (en) | Method of pressure testing of well head accessory in well | |
US2478628A (en) | Testing casing heads | |
GB2565098A (en) | Work string for a borehole | |
CN103063467A (en) | Rotary pressure valve undisturbed soil sampler | |
US7267179B1 (en) | Method for rapid installation of a smaller diameter pressure control device usable on blow out preventers | |
US3719070A (en) | Double sealed tubular connector apparatus | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
RU2364701C1 (en) | Method of preventer crimping on well | |
BR112013019030B1 (en) | check valve, and, use of a check valve. | |
SG194962A1 (en) | Cement head with hammer union | |
CN109488252B (en) | Environment-friendly anti-overflow liquid controlling means | |
CN204646172U (en) | Pressure sealing casing head can be repaired | |
NO316134B1 (en) | Device and method for pumping up gaskets in a well | |
US8661877B2 (en) | Apparatus and method for testing float equipment | |
WO2006062512A1 (en) | Deepwater seal test apparatus | |
RU2563845C2 (en) | Sealing method of cavity of pipes and annular space of well; pgu-2 anti-syphonage sealing device; pk-1 washing coil | |
RU2728754C2 (en) | Hydraulic device and method of detection and sealing of holes or cracks in oil well tubing | |
CN2916112Y (en) | Dual ship gate type pressurized blowout preventer for workover | |
US20060117838A1 (en) | Deepwater seal test apparatus | |
US20220341314A1 (en) | Cup tester unit | |
RU2477783C1 (en) | Wellhead packer | |
RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151025 |